至此，自国家发改委今年10月发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，并要求各地在11月15日上报改革方案以来，已有重庆、广西、天津、上海、河南5省区已陆续发布方案。
各省规则大同小异
记者梳理发现，河南、重庆、上海的改革方案与国家发改委指导方案一致。
重庆规定，现执行煤电标杆上网电价的，基准价为 0.3964 元/千瓦时；未执行煤电标杆上网电价且参与市场化交易的，以现行上网电价为基准价。在电力现货市场建立运行或煤电上网电价完全放开由市场形成后，此部分发电电量上网电价按重庆市电力市场化交易规则形成。
上海目前仅明确基准价按本市现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。
而广西对电上网电价的浮动幅度范围与国家发改委方案略有不同，其浮动幅度范围上浮不超过 10%(2020 年暂不上浮)、下浮原则上不超过 15%，在实际市场化交易中，下浮可适当低15%的幅度；对符合市场交易条件但未签约的燃煤发电电量，由电网企业按照市场各交易品种的平均交易价格统一收购，具体电量由经济运行行政主管部门会同能源行政主管部门与电网企业确定。
天津明确，煤电价格机制改革2020年暂不上浮(上网电价不得超过每千瓦时 0.3655 元)。在改革前已参与市场交易的电力用户对应的煤电发电量，由市场形成上网电价的，继续按照原市场化规则执行，不受“基准价+上下浮动”限制。记者发现，天津的方案与国家发改委指导意见大体一致，但国投津能发电1、2号机组、国华盘山发电1、2号机组未参与市场交易的上网电量，暂参照政府核定上网电价标准执行。
利于煤电企业降本
对于广西和天津的电价改革方案对浮动幅度做出的调整，长城证券研报指出，广西上网电价改革方案提出的电价下浮可突破15%，预计将增大明年广西地区煤电企业压力。天津或因4台机组当前成本较高，如按照改革方案下浮电价，机组将持续承受亏损压力，所以规定未参与市场交易的上网电量暂参照政府核定上网电价标准执行。研报分析称，在相关控煤政策下，预计“十四五”煤电并无可观的新增电量份额，加之要承担可再生能源发电并网的平衡调节成本，压力巨大。
国家发改委此前明确表示，执行“基准价+上下浮动”市场化价格机制的上网电量，具体价格由交易双方通过市场化方式形成，有利于电力市场加快发展。同时，考虑各地情况差异较大，明确短期内暂不具备市场交易条件的电量仍可按基准价执行，有利于煤电及上下游行业平稳运行；2020年电价暂不上浮，有利于充分发挥市场机制作用，发挥政府调控作用，进一步降低煤电企业用电成本。
国金证券的研报指出，预计2020年全社会用电量增速为5%，火电利用小时数增加66小时。动力煤于今年进入新一轮供给宽松阶段，预计2020年年均电煤价格下跌50元/吨水平。煤价下降幅度将超过电价下降幅度，加上利用小时数增加，预计2020年火电板块盈利持续增长。
国金证券认为，中长期看，煤价已于今年进入四年一轮的下行周期，火电企业经营情况趋于确定性改善。同时，现货市场将还原电力商品属性，火电企业有望通过市场定价获得合理回报，改变以往由政府定价所带来的周期性特征。
